Обязательными к соблюдению в РФ являются требования технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» №184-ФЗ. Каждый объект в зависимости от его назначения и особенностей должен удовлетворять требованиям ряда технических регламентов (например, требованиям закона №384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений»). К регламентам могут существовать утвержденные перечни обязательных для исполнения нормативных документов. Фактически это означает то, что соблюдать необходимо лишь требования по безопасности, прописанные в регламентах. Прочие СНиПы, ГОСТы и СП не имеют силы с момента ввода технического регламента и могут применяться справочно, если они способствуют обеспечению безопасности. Технический регламент по электробезопасности находится в стадии разработки и пока не утвержден, а следовательно руководствоваться надо статьей 46 закона №184-ФЗ.
Закон «О техническом регулировании» статьей 46 устанавливает переходные положения: 1.Со дня вступления в силу настоящего Федерального закона впредь до вступления в силу соответствующих технических регламентов требования к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, установленные нормативными правовыми актами Российской Федерации и нормативными документами федеральных органов исполнительной власти, подлежат обязательному исполнению только в части, соответствующей целям:
-защиты жизни или здоровья граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества;
-охраны окружающей среды, жизни или здоровья животных и растений;
-предупреждения действий, вводящих в заблуждение приобретателей.

Рассмотрим конкретный пример:
Арендаторы магазинов в торговых центрах, ссылаясь на СП 31-110-2003, порой требуют подведения второго кабеля от ВРУ торгового центра к магазинам площадью свыше 100м для обеспечения питания по второй категории. Само ВРУ торговых центров обычно запитано по второй категории. Разберемся, правомерно ли требование арендаторов в этом случае.
Контролирующие органы (Ростехнадзор) не выдвигают таких требований. Основным документов в обеспечении безопасности электроснабжения являются ПУЭ «Правила устройства электроустановок». Они руководствуются ПУЭ п.1.2.18: Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Магазины в торговых центрах в эту категорию не попадают. Категория надежности электроснабжения в данном случае не влияет на безопасность. Если арендаторы хотят вторую категорию, то собственник (эксплуатирующая организация) определяет техническую возможность и самостоятельно принимает решение о выделении или невыделении дополнительных точек присоединения.

© Все материалы защищены законом РФ об авторских правах и ГК РФ. Запрещено полное копирование без разрешения администрации ресурса. Разрешено частичное копирование с прямой ссылкой на первоисточник. Автор статьи: коллектив инженеров ОАО «Энергетик ЛТД»

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГОТИПА
ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ВСЕРОССИЙСКИЙ
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ, ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ ИНСТИТУТ

ТЯЖПРОМЭЛЕКТРОПРОЕКТ
имени Ф. Б. Якубовского

ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Нормы технологическогопроектирования

1-я редакция

НТПЭПП-94

Главный инженер института

А.Г.Смирнов

Начальниктехнического отдела

А.А.Шалыгин

Ответственный исполнитель

Л.Б. Годгельф

Москва, 1994 г

1.Область применения

1.1. Настоящие нормы технологического проектирования (НТП)содержат основные указания по проектированию систем электроснабжениянапряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленныхпредприятий и приравненных к ним потребителей.

1.2. Настоящие НТП следует рассматривать совместно стребованиями гл. 1.2 ПУЭ "Электроснабжение и электрическиесети" .

1.3. Требованиями НТП следует руководствоваться припроектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятийвсех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем иот собственных электростанций.

К системам электроснабжения подземных, тяговых и другихспециальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования.

1.4. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленныхпредприятий".

2.Общие требования

2.1. Основными определяющими факторами при проектированииэлектроснабжения должны быть характеристики источников питания и потребителейэлектроэнергии, в первую очередь требование, к бесперебойности электроснабженияс учетом возможности обеспечения резервирования в технологической частипроекта, требования электробезопасности.

2.2. Подключение систем электроснабжения промышленныхпредприятий к сетям энергосистем производится согласно техническим условиям наприсоединение, выдаваемым энергоснабжающей организацией в соответствии сПравилами пользования электрической энергией .

2.3. Схемы электроснабжения промышленных предприятий должныразрабатываться с учетом следующих основных принципов:

2.3.1. Источники питания должны быть максимально приближенык потребителям электрической энергии.

2.3.2. Число ступеней трансформации и распределенияэлектроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным.

2.3.3. Распределение электроэнергии рекомендуется осуществлятьпо магистральным схемам. В обоснованных случаях могут применяться радиальныесхемы.

2.3.4. Схемы электроснабжения и электрических соединенийподстанций должны быть выполнены таким образом, чтобы требуемый уровеньнадежности и резервирования был обеспечен при минимальном количествеэлектрооборудования и проводников.

2.3.5. Схемы электроснабжения должны быть выполнены поблочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питаниеэлектроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять отразных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должныпитаться от одной секции шин.

Питание вторичных цепей не должно нарушаться при любыхпереключениях питания силовых цепей параллельных технологических потоков.

2.3.6. При построении схемы электроснабжения предприятия,электроприемники которого требуют резервирования питания, должно проводитьсясекционирование шин во всех звеньях системы распределения электроэнергии,включая шины низшего напряжения цеховых двухтрансформаторных подстанций.

2.3.7. Все элементы электрической сети должны, как правило,находиться под нагрузкой. Наличие резервных неработающих элементов сети должнобыть обосновано.

2.3.8. Следует применять, как правило, раздельную работулиний, трансформаторов. В обоснованных случаях, по согласованию сэнергоснабжающей организацией, может быть допущена параллельная работаэлементов системы электроснабжения (см. п. ).

2.4. При проектировании системы электроснабженияпромышленного предприятия совпадение планового ремонта и аварии или наложениеаварии на аварию следует учитывать только для электроприемников особой группы Iкатегории и при технико-экономическом обосновании для электроприемников Iкатегории производств со сложным непрерывным длительно восстанавливаемымтехнологическим процессом.

2.5. На каждом промышленном предприятии должнапредусматриваться возможность централизованного отключения в часы максимуманагрузки энергосистемы или в периоды режимных ограничений в подачеэлектроэнергии (послеаварийные или ремонтные режимы) электроприемников,отнесенных к III категории по бесперебойности электроснабжения.

2.6. При проектировании энергоемких промышленных предприятийдолжны быть рассмотрены совместно с заказчиком:

2.6.1. Возможность отключения или частичной разгрузкикрупных электроприемников в целях снижения электрической нагрузки предприятия вчасы максимума нагрузки энергосистемы.

2.6.2. Экономическая целесообразность дополнительнойустановки крупных технологических агрегатов в целях их отключения или разгрузкив часы максимума нагрузки энергосистемы.

2.7. Выбор типа, мощности и других параметров подстанций, атакже их расположение должны обусловливаться значением и характеромэлектрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. Приэтом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационныетребования, расположение технологического оборудования, условия окружающейсреды, требования взрывопожарной и экологической безопасности.

2.8. Схемы электрических соединений подстанций ираспределительных устройств должны выбираться исходя из общей схемыэлектроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надежность электроснабжения потребителей ипереток мощности по магистральным связям в нормальном и в послеаварийномрежимах;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность поэтапного расширения;

учитывать широкое применение элементов автоматизации итребования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведения ремонтных иэксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседнихприсоединений.

2.9. При выборе числа и мощности трансформаторов подстанцийпромышленных предприятий следует учитывать следующие положения:

2.9.1. Число трансформаторов принимается, как правило, неболее двух. Установка более двух трансформаторов может быть принята лишь присоответствующем обосновании в проекте.

В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузкидопускается установка одного трансформатора при условии обеспечениярезервирования питания потребителей по сетям низшего напряжения.

2.9.2. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы приотключении любого из них оставшиеся в работе обеспечили с учетом допустимыхперегрузок трансформаторов питание электроприемников, необходимых дляпродолжения работы производства.

2.9.4. Однотрансформаторные подстанции следует применять дляпитания электроприемников III категории. Однотрансформаторные подстанции могутбыть также применены для питания электроприемников II категории, еслиобеспечивается требуемая степень резервирования питания по стороне низшегонапряжения при отключении трансформатора.

2.9.5. При росте электрической нагрузки сверх расчетногозначения увеличение мощности подстанции рекомендуется производить путем заменытрансформаторов более мощными, что должно быть предусмотрено при проектированиистроительной части подстанции. Установка дополнительных трансформаторов надействующей подстанции должна быть технико-экономически обоснована.

2.9.6. Выбор мощности трансформаторов, питающихрезкопеременную нагрузку, следует производить по среднеквадратичной нагрузке,частоте и значениям пиков тока, как правило, по согласованию с заводом -изготовителем трансформатора.

2.9.7. Указания по выбору числа и мощности трансформаторовцеховых ТП приведены в пп. - .

2.10. Допустимые перегрузки в послеаварийном режиме для масляныхтрансформаторов следует определять согласно требованиям ГОСТ 14209-85 ,при этом для подстанций промышленных предприятий следует учитывать следующиеусловия :

2.10.1. Расчетную суточную продолжительность аварийнойперегрузки принимать при односменной работе 4 ч, при двухсменной 8 ч, притрехсменной 12 -24 ч.

2.10.2. Допустимые аварийные перегрузки трансформаторовопределять по табл. 2 приложения 3 указанногостандарта с учетом вида их установки:

2.10.2.1. Для трансформаторов, установленных на открытомвоздухе, - в зависимости от эквивалентной годовой температуры охлаждающеговоздуха района размещения подстанции, определяемой согласно п. 6 приложения 2;

2.10.2.2. Для трансформаторов, установленных в закрытыхкамерах или в неотапливаемых помещениях (цехах), - при эквивалентной годовойтемпературе 10 ЦЕЛ;

2.10.2.3. Для внутрицеховых подстанций, установленных вотапливаемых цехах, - при эквивалентной годовой температуре 20 ЦЕЛ.

2.11. Для наружной установки должны применяться масляныетрансформаторы, для внутренней установки - масляные и сухие трансформаторы.Применение совтоловых трансформаторов не допускается по экологическимсоображениям.

2.12. Системы электроснабжения энергоемких промышленныхпредприятий должны, как правило, выбираться на основе технико-экономическогосравнения сопоставимых вариантов по минимуму приведенных затрат. При выполнениитехнико-экономических сравнений рекомендуется пользоваться укрупненнымипоказателями стоимости строительства, элементов электроснабжения промышленныхпредприятий и методическим пособием по выполнению технико-экономических расчетов .

2.13. Схема электроснабжения должна, при необходимости,обеспечить самозапуск электродвигателей ответственных механизмов.

2.14. В проектной практике имеет место деление системыэлектроснабжения энергоемкого промышленного предприятия на внешнееэлектроснабжение (электрические сети энергосистемы до приемных пунктовэлектроэнергии на предприятии) и внутреннее электроснабжение (от приемныхпунктов до потребителя предприятия). Так как разработка проектов внешнего ивнутреннего электроснабжения ведется, как правило, различными организациями и вразные сроки, при разработке проекта электроснабжения промышленного предприятиядолжно проводиться взаимное согласование в части определения независимыхисточников питания, продолжительности перерывов питания при различныхнарушениях в сетях энергосистем, времен действия РЗиА и т.п.

2.15. Система электроснабжения промышленного предприятиядолжна учитывать очередность его сооружения. Сооружение последующих очередейстроительства не должно приводить к нарушению или снижению надежностиэлектроснабжения действующих производств.

Система электроснабжения должна обеспечивать возможностьроста потребления электроэнергии предприятием без коренной реконструкциисистемы электроснабжения.

2.16. Месторасположения подстанций, выделение зон длярационального размещения линий электропередачи, токопроводов, кабельныхсооружений следует определять совместно с генеральной проектной организацией наразных стадиях проектирования цехов и генерального плана. Следует учитывать,что реализация систем глубокого ввода, как правило, невозможна безпредварительной совместной проработки генплана предприятия.

2.17. При проектировании системы электроснабженияпромышленного предприятия следует учитывать потребность в электроэнергиисторонних близлежащих потребителей во избежание нерациональных затрат на ихлокальное электроснабжение.

2.18. Во всех случаях, где это возможно по исполнениюэлектрооборудования, климатическим условиям, пожарной безопасности,загрязненности окружающей среды, рекомендуется предусматривать установкураспределительных устройств, трансформаторов, реакторов, конденсаторныхустановок и т.п.

2.19. Применение нового электрооборудования, не освоенногосерийным производством, следует производить с согласия заказчика изавода-изготовителя.

2.20. В объектах электроснабжения должны, как правило,применяться комплектные крупноблочные электротехнические устройства. Схемные иконструктивные решения следует в максимальной степени унифицировать.

2.21. При проектировании надлежит предусматриватьмероприятия, обеспечивающие возможность ведения электромонтажных работиндустриальными методами.

2.22. Подстанции, как правило, должны проектироваться сучетом эксплуатации их без постоянного дежурного персонала с применениемпростейших устройств автоматики, сигнализации и т.п.

2.23. Если подстанция будет обслуживаться персоналом разныхорганизаций, то необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие доступперсонала каждой организации только в обслуживаемые им помещения и к обслуживаемомуим оборудованию.

2.24. Определения понятий и терминов, содержащихся внастоящих НТП, полностью соответствуют приведенным в главах ПУЭ .

2.25. Выбор изоляции ВЛ, внешней изоляцииэлектрооборудования распределительных устройств и трансформаторов классовнапряжения 6-330 кВ, расположенных в районах с чистой и загрязненнойатмосферой, следует производить согласно указаниям по проектированию изоляции врайонах с чистой и загрязненной атмосферой .

2.26. Подстанции, сооружаемые в районах вечной мерзлоты,должны отвечать требованиям указаний по проектированию подстанций в северныхрайонах .

2.27. При проектировании молниезащиты закрытых и открытыхраспределительных устройств, подстанций и воздушных линий, электропередачиследует руководствоваться требованиями ПУЭ .

Молниезащита объектов электроснабжения, расположенных впроизводственных зданиях и сооружениях, должна выполняться согласно указаниямпо устройству молниезащиты зданий, сооружений [ ].

2.28. Эксплуатация объектов электроснабжения промышленногопредприятия должна производиться согласно правилам технической эксплуатацииэлектроустановок потребителей и правилам технической безопасности ,утвержденным Госэнергонадзором.

2.29. При выполнении проекта электроснабжения промышленногопредприятия следует предусматривать помещения и оборудование цеха (участка)сетей и подстанций для обслуживания подстанций, в том числе преобразовательных,воздушных линий 6 кВ и выше, межцеховых кабельных сетей напряжением до и выше 1кВ, установок и сетей наружного освещения, трансформаторно-масляного хозяйстваи др.

Штаты отделов и служб цеха сетей и подстанций определяютсяотраслевыми нормами.

2.30. Отступления от требований и рекомендаций НТП должныбыть обоснованы в проекте, при несоблюдении требований безопасности(электробезопасности, пожарной, экологической и др.) должны быть проведенысогласования в установленном порядке.

2.31. Оформление рабочей документации и ее состав приразработке системы электроснабжения промышленного предприятия должнысоответствовать требованиям государственного стандарта "СПДС. Правилавыполнения рабочей документации электроснабжения предприятий, зданий,сооружений".

3.Надежность. Резервирование

3.1. Категорирование электроприемников (ЭП) по надежностиэлектроснабжения должно производиться согласно требованиям гл. 1.2 ПУЭ . При этомне следует допускать необоснованного отнесения ЭП к более высокой категории, аименно:

3.1.1. ЭП, работающие на склады, промежуточные накопители,выполняющие вспомогательные технологические операции, часть оборудованияинженерного обеспечения здания, следует относить к III категории. Отнесениеуказанных электроприемников ко II категории приводит к необоснованномузавышению не только мощностей устанавливаемых трансформаторов, но и требованийк энергоснабжающей организации по обеспечению резервирования питанияпотребителей.

Ко II категории следует относить только такоетехнологическое и другое оборудование, без которого невозможно продолжениеработы основного производства на время послеаварийного режима.

3.1.2. ЭП, отключение которых приводит к массовомунедоотпуску продукции, нередко относят не ко II категории, а к I категории,мотивируя это решение тем, что наносится "значительный ущерб народномухозяйству". Некоторая нечеткость формулировок гл. 1.2 ПУЭ не может быть основаниемдля перевода ЭП крупного производства из II в I категорию.

Понятие "значительный ущерб народному хозяйству"следует относить к группе производств, региону, отрасли, но не к одномупредприятию.

3.1.3. При проектировании электроустановок имеют местослучаи отнесения систем управления некоторых производств к электроприемникамособой группы I категории, хотя электроприемники самого производства относятсяк I категории. Некоторые информационные системы, не работающие в реальноммасштабе времени, также относятся к ЭП особой группы I категории.Необоснованное отнесение ЭП I категории к особой группе значительно удорожаетзатраты на систему электроснабжения.

3.2. Понятие "категория ЭП по надежностиэлектроснабжения" не следует относить к потребителю в целом, в том числе кцехам, участкам, корпусам и т.д. Это понятие правомерно только в отношениииндивидуального ЭП. Для потребителя характерно лишь сочетание в различныхпропорциях ЭП категорий I, II и III.

3.3. Надежность электроснабжения потребителя обеспечиваетсявыполнением требуемой степени резервирования. Для продолжения работы основногопроизводства в послеаварийном режиме необходима работа всех ЭП, отнесенных к Iи II категориям, следовательно питание этих ЭП должно резервироваться.Резервировать питание ЭП III категории не требуется. При проектировании следуетдля каждого потребителя определять требуемую степень резервирования, равнуюотношению электрической нагрузки ЭП, работа которых необходима для продолженияработы (ЭП I и II категорий), к суммарной электрической нагрузки потребителя.

3.4. Значение требуемой степени резервирования дляпромышленных предприятий может меняться от 1 (отсутствуют ЭП III категории, идолжно быть обеспечено 100 %-ное резервирование питания электрической нагрузкипри нарушениях в системе электроснабжения) до 0 (отсутствуют ЭП I и IIкатегорий, и резервирование питания нагрузки не требуется). Выбор элементовсхемы электроснабжения, производимый, как правило, по данным послеаварийногорежима, следует выполнять во всех случаях согласно требуемой степенирезервирования с учетом перегрузочной способности устанавливаемогоэлектрооборудования.

3.5. Надежность электроснабжения промышленного предприятиясо сложным непрерывным технологическим процессом (НТП), требующим длительноговремени на восстановление рабочего режима при нарушении системыэлектроснабжения, определяется помимо требуемой степени резервированиядлительностью перерыва питания при нарушениях в системе электроснабжения и еесопоставлением с предельно допустимым временем перерыва электроснабжения, прикотором возможно сохранение НТП данного производства. При невозможностиобеспечения НТП необходимо осуществлять технологическое резервирование.Разработка проекта электроснабжения предприятия с НТП должна производитьсясовместно с энергоснабжающей организацией и организацией, выполняющейпроектирование технологии и технологической автоматики.

4.1. Основными источниками питания промышленных предприятий,как правило, являются электроустановки энергосистем (электростанции,подстанции, линии электропередачи).

При сооружении предприятия в районе, не имеющем связи сэнергосистемой, источником питания является собственная автономнаяэлектростанция (ТЭЦ, ГТЭС и др.).

4.2. При централизованном электроснабжении на крупныхпромышленных предприятиях может предусматриваться сооружение собственногоисточника питания:

При значительной потребности в паре и горячей воде для производственныхцелей;

При наличии на предприятии отходного топлива (газа и т.п.)и целесообразности его использования для электростанции;

При недостаточной мощности энергосистемы;

При наличии повышенных требований к бесперебойностипитания, когда собственный источник необходим для резервированияэлектроснабжения.

4.3. Электростанции, используемые в качестве собственныхисточников питания, должны быть электрически связаны с ближайшимиэлектрическими сетями энергосистемы. Связь может осуществляться либонепосредственно на генеральном напряжении, либо на повышенном напряжении черезтрансформаторы связи. Пропускная способность линий и трансформаторов связиопределяется исходя из следующего:

получение недостающей мощности при выходе из работы наиболеемощного генератора;

передачу избыточной мощности электростанции в энергосистемупри всех возможных режимах.

4.3.2. Если мощность собственной электростанции недостаточнадля покрытия всей нагрузки предприятия, то кроме соблюдения условий п. необходимо, чтобы при выходе из работы одного трансформатора связи оставшаясямощность трансформаторов связи и генераторов собственной электростанцииобеспечивала питание электроприемников I и II категорий.

4.4. Промышленное предприятие с электроприемниками I и IIкатегорий должно обеспечиваться электроэнергией от двух незавидных взаимнорезервируемых источников питания. Выбор независимых источников питанияосуществляет энергоснабжающая организация, которая в технических условиях наприсоединение указывает характеристики внешних источников питания.

Из указанных характеристик разработчику проектаэлектроснабжения предприятия рекомендуется обратить особое внимание на рядфакторов, определяющих бесперебойность питания электроприемников при аварийномотключении одного из независимых источников питания.

4.4.1. Установившееся значение напряжения на оставшемсяисточнике питания в послеаварийном режиме должно быть не менее 0,9 Uн.

4.4.2. При аварийном отключении одного из источников питанияи действии релейной защиты и автоматики на оставшемся источнике питания можетиметь место кратковременное снижение напряжения. Если значение проваланапряжения и его длительность таковы, что вызывают отключение электроприемниковна оставшемся источнике питания, то эти источники питания не могут считатьсянезависимыми. Значение остаточного напряжения на резервирующем источникепитания при КЗ на резервируемом источнике питания должно быть не менее 0,7 Uн.

4.4.3. Мощности независимых источников питания впослеаварийном режиме определяются исходя из требуемой степени резервированиясистемы электроснабжения предприятия.

4.5. Число независимых источников питания, обеспечивающихэлектроснабжение предприятия с электроприемниками I и II категорий, может бытьпринято в обоснованных случаях больше двух (например, при протяженных линиях,прокладываемых в неблагоприятных условиях, при недостаточной надежности одногоиз независимых источников питания).

4.6. Для электроснабжения электроприемников особой группы Iкатегории должно предусматриваться дополнительное питание от третьегонезависимого источника питания. В качестве таких источников питания могут бытьиспользованы собственные электростанции и электростанции энергосистем (вчастности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания,аккумуляторные батареи и т.п.

Назначение третьего независимого источника питанияобеспечить безаварийный останов производства. Завышение мощности третьегоисточника в целях его использования для продолжения работы производства приотключении двух основных независимых источников питания может быть допущенотолько при выполнении в проекте обосновывающего расчета.

4.7. Использование электростанции или ее отдельныхгенераторов в качестве третьего независимого источника питания дляэлектроприемников особой группы I категории возможно при условии принятия специальныхмер, обеспечивающих сохранность этого источника при тяжелых системных авариях.К таким мерам относится применение устройства делительной автоматики на связяхданного источника питания с энергосистемой и быстродействующих системрегулирования.

4.8. Схема электроснабжения электроприемников особой группыI категории должна обеспечивать:

постоянную готовность третьего независимого источника иавтоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основныхисточниках питания;

перевод независимого источника в режим горячего резерва привыходе из работы одного из двух основных источников питания.

В обоснованных случаях может быть допущено ручное включениетретьего независимого источника питания.

5.Выбор напряжения

5.1. Питание энергоемких предприятий от сетей энергосистемыследует осуществлять на напряжении 110, 220 или 380 кВ. Выбор напряженияпитающей сети зависит от потребляемой предприятием мощности и от напряжениясетей энергосистемы в данном районе. При неоднозначности выбора напряжение питающейсети должно быть принято на основе технико-экономического сравнениясопоставимых вариантов.

5.2. Питание предприятий с незначительной нагрузкой следуетосуществлять от сетей энергосистемы на напряжении 6, 10, реже 35 кВ. Выборнапряжения питающей сети осуществляет, как правило, энергоснабжающаяорганизация в зависимости от потребляемой предприятием мощности. Питаниепредприятий с малой нагрузкой может осуществляться на напряжении 0,4 кВ либо отсетей энергосистемы, либо от сетей 0,4 кВ соседнего предприятия.

5.3. Распределительную сеть промышленных предприятий (отпункта приема электроэнергии до распределительных и трансформаторныхподстанций) рекомендуется выполнять на напряжении 10 кВ.

Применение напряжения 6 кВ в качестве распределительногоследует ограничивать. Использование напряжения 6 кВ рационально дляпредприятий, где устанавливается значительное количество двигателей 6 кВнебольшой мощности (до 500 кВт), а также в случае реконструкции или расширениядействующего производства, ранее запроектированного на напряжение 6 кВ.

5.4. Распределительную сеть энергоемкого производства присооружении нескольких ПГВ рекомендуется выполнять на напряжении 110 кВ.

5.5. Применение напряжения 35 кВ в качествераспределительного может быть принято для предприятия при следующих условиях:ближайшие сети энергосистемы имеют напряжение 35 кВ, на предприятии отсутствуютэлектродвигатели высокого напряжения и невелико количество цеховых ТП 35/0,4кВ.

5.6. При применении напряжения 660 В взамен 380 В следуетучитывать нижеизложенное.

5.6.1. На напряжение 660 В не могут быть переведенылюминесцентные светильники, лампы накаливания, тиристорные преобразователиэлектроприводов, питаемые напряжением 380 В, установки КИП и А, средстваавтоматизации, исполнительные механизмы, электродвигатели до 0,4 кВт и др.Необходимость устройства для одного объекта сетей напряжением 660 и 380 Вделает применение напряжения 660 В малоэффективным.

5.6.2. В первую очередь напряжение 660 В рекомендуетсяприменять для вновь строящихся объектов, характеризуемых следующими признаками:

Применение напряжения 660 В позволяет отказаться отсооружения разветвленной сети 380 В;

Основную часть ЭП составляют низковольтные нерегулируемыеэлектродвигатели переменного тока мощностью свыше 10 кВт;

Длины кабелей питающей и распределительной сетей низкогонапряжения отличаются протяженностью;

Поставщики технологического оборудования (станков,автоматических линий, прессов, термического и сварочного оборудования, кранов ит.п.) обеспечивают поставку комплектуемого электрооборудования и системуправления на напряжение 660 В.

5.6.3. Перевод электродвигателей мощностью 250-500 кВт снапряжения 6 кВ на напряжение 660 В экономически нецелесообразно. Питание такихэлектродвигателей следует выполнять на напряжении 10 кВ или от трансформаторов(индивидуальных или групповых) 10/6 кВ. При значительном количестве двигателей6 кВ следует рассматривать возможность их питания от трансформаторов срасщепленными обмотками напряжением 110-220/6/10 кВ.

5.6.4. Установки 660 В следует применять с заземленнойнейтралью.

5.6.5. Цепи управления электродвигателями 660 Врекомендуется принимать на напряжение 220 В с питание от индивидуальныхпонижающих трансформаторов 660/220 В.

6.Схемы распределения электроэнергии. Подстанции

6.1. Сети 110 - 330 кВ

6.1.1. Количество и вид приемного пункта (пункт приемаэлектрической энергии от сети энергосистемы) определяются в зависимости отзначения и территориального расположения электрической нагрузки предприятия,требований надежности электроснабжения, очередности строительства предприятия,условий подключения к сети энергосистемы.

6.1.2. Системы электроснабжения с двумя приемными пунктамиэлектроэнергии следует применять:

При повышенных требованиях к надежности питанияэлектроприемников I категории;

При двух обособленных группах потребителей на площадкепредприятия;

При поэтапном развитии предприятия в тех случаях, когдадля питания нагрузок второй очереди целесообразно сооружение отдельногоприемного пункта электроэнергии;

Во всех случаях, когда применение двух приемных пунктовэкономически целесообразно.

В указанных случаях приемные пункты должны бытьтерриториально разобщены и размещаться, как правило, по разные стороныпредприятия. Должна быть исключена возможность одновременного попаданияприемных пунктов в факел загрязнения.

6.1.3. При построении системы электроснабжения предприятияво всех случаях, где это возможно, следует применять схемы глубоких вводов 110-330кВ как наиболее экономичной и надежной системы распределения электроэнергии.

6.1.4. Для предприятий с электрической нагрузкой,составляющей десятки мегаватт, приемными пунктами могут быть главные понижающиеподстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ).

Для крупных энергоемких предприятий с электрическойнагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктов могут бытьиспользованы узловые распределительные подстанции (УРП) с первичным напряжением220-500 кВ. Краткая характеристика указанных приемных пунктов приведена в пп. -.

По требованию энергоснабжающей организации на ГПП можетосуществляться и распределение электроэнергии на первичном напряжении 110-330кВ.

ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороныподвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют условиязагрязнения изоляции.

6.1.6. ПГВ осуществляет прием электроэнергии изэнергосистемы на напряжениях 110-220 кВ и является разновидностью ГПП,отличается от нее расположением (в непосредственной близости от энергоемкогоцеха, корпуса) и простейшей схемой на стороне 110-220 кВ (блок"линия-трансформатор"). При проектировании электроснабженияэнергоемких производств должна быть во всех случаях рассмотрена возможностьвыполнения разукрупненных глубоких вводов 110-220 кВ.

6.1.7. Целесообразность сооружения и месторасположение УРПрассматриваются совместно с энергоснабжающей организацией при строительствекрупного энергоемкого производства, где намечается сооружение нескольких ГППили ПГВ. При этом должна также учитываться возможность питания от УРП другихпромышленных предприятий и прочих объектов, размещаемых в данном районе. Взависимости от схемы районной сети, предполагаемых электрических нагрузок,других местных условий определяется схема соединений УРП.

В большинстве случаев УРП осуществляют прием и распределениеэлектроэнергии при питающих напряжениях 220-500 кВ, частичную трансформациюмощности на напряжения 110-220 кВ и ее распределение по территории предприятияи к другим потребителям.

При напряжении питающей сети энергосистемы 110-220 кВ ицелесообразности сооружения УРП для питания нескольких ГПП или ПГВ функции УРПсостоят в приеме и распределении мощности на напряжении 110-220 кВ без еетрансформации.

УРП по своей сути являются районными подстанциями и приразработке проекта электроснабжения должно быть принято решение о передаче УРПв ведение энергоснабжающей организации. В этих случаях УРП размещаетсяпоблизости от строящегося предприятия, но вне его промплощадки.

6.1.8. В тех случаях, когда УРП предназначается для питаниянескольких ПГВ одного предприятия, следует рассмотреть возможность ицелесообразность размещения УРП на территории предприятия как распределительнойподстанции 110-220 кВ глубокого ввода. При высокой плотности застройкипредприятия рекомендуется сооружение ЗРУ 110-220 кВ или, в целях уменьшенияобъема строительных работ, сокращения занимаемых площадей, повышения надежностиэлектроснабжения, принять электрооборудование распределительной подстанции110-220 кВ с элегазовой изоляцией.

Питание подобной УРП может быть осуществлено как воздушными,так и кабельными линиями. Эксплуатация УРП, размещенной на промплощадке, должнаосуществляться персоналом промышленного предприятия.

6.1.10. Питание ГПП, ПГВ, УРП от сетей энергосистемы должновыполняться не менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникампитания.

При выходе из строя одной из питающих линий оставшиеся вработе линии должны обеспечить всю нагрузку предприятия. При выходе из строяодного независимого источника питания оставшиеся в работе источники питаниядолжны обеспечить питание всех электроприемников I и II категории, которыенеобходимы для функционирования основных производств.

Выбор схем питающей сети (магистральные или радиальные) и ихконструктивного исполнения (воздушные или кабельные) питающих линий 110-220 кВопределяется технико-экономическими сопоставлениями с учетом генплана иособенностей данного предприятия, взаимного расположения районных подстанций ипунктов ввода, ожидаемой перспективы развития существующей схемыэлектроснабжения, степени загрязнения атмосферы.

Питание УРП, ГПП, ПГВ от сетей энергосистемы выполнять ВЛ;

Питание ГПП, ПГВ от УРП также выполнять ВЛ. При высокойплотности застройки следует применять кабельные линии 110-220 кВ;

При значительном удалении УРП от промплощадки на границепоследней могут быть сооружены переходные пункты 110-220 кВ для перехода накабельные линии;

При применении ВЛ могут быть применены как радиальные, таки магистральные схемы питания;

При значительной доле электроприемников I категориипитание приемных пунктов следует выполнять двумя одноцепными ВЛ или шлейфовымзаходом секционированной двухцепной ВЛ с двухсторонним питанием.

6.1.11. Выбор схемы электрических соединений на стороневысокого напряжения 110-330 кВ подстанций рекомендуется производить в следующейпоследовательности, начиная с простейших схем:

Блок "линия-трансформатор" с разъединителем,отделителем, выключателем;

Два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линий;

Мостики разных видов с выключателями;

Четырехугольники;

Одна рабочая секционированная и обходная система шин;

Две рабочие и обходная системы шин;

Две рабочие секционированные и обходная системы шин. Привыборе схем электрических соединений подстанций промышленных предприятийследует руководствоваться типовыми материалами для проектирования подстанций,разработанными институтом Энергосетьпроект .

Выбор конкретной схемы электрических соединений на стороневысокого напряжения 110-330 кВ подстанции должен быть обоснован в проекте.

6.1.12. Отделители на стороне высокого напряжения подстанциймогут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающегоимпульса на выключатель головного участка питающей линии. Выбор способапередачи отключающего импульса определяется в зависимости от удаленностипитающей подстанции, мощности трансформатора, характера потребителя, требованийпо надежности отключения.

Применение короткозамыкателей на подстанциях промышленныхпотребителей не должно вызывать нарушений электроснабжения ответственныхпотребителей из-за появления недопустимых по значению и времени отклонений ипровалов напряжения в распределительной сети.

При наличии крупных сосредоточенных электрическихнагрузок;

При необходимости выделения питания крупныхрезкопеременных нагрузок на отдельные трансформаторы;

Для цехов и предприятий со значительным количествомэлектроприемников особой группы I категории и электроприемников I категории, кпитанию которых предъявляются повышенные требования в отношении надежности.

В обоснованных случаях на ГПП могут быть установленыавтотрансформаторы.

6.1.14. Приемные пункты электроэнергии промышленныхпредприятий, имеющих в своем составе мощные электроприемники с резкопеременнымиграфиками нагрузки, рекомендуется подключать к сетям энергосистем 110-330 кВ свозможно большими токами КЗ. При выделении этих электроприемников на отдельныетрансформаторы последние следует подключать к сети общего назначения 110-330 кВс наибольшими значениями токов КЗ.

6.1.15. Предохранители на стороне высшего напряженияподстанций 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться приусловии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линийвысшего и низшего напряжений. Установка предохранителей не допускается длятрансформаторов напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатацииможет быть разземлена.

6.1.16. Закрытые распределительные устройства напряжением110-220 кВ могут быть применены в следующих случаях:

В районах с загрязненной атмосферой;

В районах с минимальными расчетными температурамиокружающего воздуха ниже допустимых для электрооборудования;

Размещение открытого распредустройства невозможно поусловиям застройки площадки.

Решение о сооружении закрытого РУ 110-220 кВ должно бытьобосновано в проекте.

6.1.17. Проектирование генерального плана подстанции 110-330кВ, дорог на территории подстанции, объектов масляного, пневматическогохозяйства следует производить согласно требованиям гл. 4.2 ПУЭ "Распределительныеустройства и подстанции напряжением выше 1 кВ и норм технологическогопроектирования подстанций 35-750 кВ .

На подстанциях напряжением до 330 кВ не следуетпредусматривать стационарные грузоподъемные устройства для ревизиитрансформаторов. Для этой цели может использоваться портал ошиновкитрансформатора или инвентарное грузоподъемное устройство (передвижной кран).

6.2.Сети 35 кВ

6.2.1. Решение о питании промышленного предприятия от сетейэнергосистемы 35 кВ следует принимать при отсутствии в районе строительства предприятиясетей энергосистемы 6-10 и 110 кВ.

6.2.2. В зависимости от потребляемой мощности и составаэлектроприемников в качестве приемного пункта электроэнергии на предприятиимогут быть применены:

6.2.2.1. Трансформаторная подстанция 35/6-10 кВ с трансформаторамимощностью 1,6-10 МВА, с типовой схемой РУ-35 кВ согласно разработке институтаЭнергосетьпроект "Схемы принципиальные электрические распределительныхустройств напряжением 6-750 кВ подстанции". Для двухтрансформаторнойподстанции У 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной, секционированнойвыключателем системой шин.

6.2.2.2. Комплектная подстанция 35/6-10 кВ заводскогоизготовления блочной конструкции серии КТПБ.

6.2.2.3. Трансформаторная подстанция 35/0,4 кВ странсформаторами мощностью до 2,5 МВА. При этом надо учитывать, что напредприятии должны отсутствовать высоковольтные электроприемники, а предельнаянагрузка предприятия может быть ограничена мощностью устанавливаемыхтрансформаторов.

6.2.3. Питание указанных приемных пунктов рекомендуетсявыполнять воздушными линиями электропередачи 35 кВ.

6.2.4. Количество устанавливаемых на подстанцияхтрансформаторов и число цепей ВЛ-35 кВ определяются в зависимости от категорииподключенных электроприемников по бесперебойности электроснабжения.

При необходимости компенсации емкостных токов на подстанциидолжны устанавливаться заземляющие реакторы.

6.2.5. На отдельных энергоемких предприятиях для питаниямощных специфических электроприемников (электропечей, преобразовательныхустановок и др.) должна быть создана локальная сеть 35 кВ, не являющаяся сетьюобщего назначения. Источниками питания этой сети являются сетевые илиспециальные трансформаторы 110-330/35 кВ, мощные трехобмоточныеавтотрансформаторы с обмоткой среднего напряжения 35 кВ. Питание электроприемниковосуществляется от РУ-35 кВ радиальными кабельными линиями 35 кВ. Передачамощности от источников питания до РУ-35 кВ выполняется либо магистральнымитокопроводами 35 кВ, либо кабельными линиями 35 кВ.

6.2.6. При построении системы электроснабжения на напряжении35 кВ для мощных ДСП с печными трансформаторами 35 кВ следует руководствоватьсяследующими положениями:

6.2.6.1. Питание ДСП должно осуществляться от РУ-35 кВпечной подстанции, к которой не следует подключать сторонних потребителей.

6.2.6.2. К одной секции сборных шин 35 кВ может бытьподключено несколько ДСП-25 и ДСП-50. Каждая ДСП-100И6 с печным трансформатором80 МВА подключается к отдельной секции сборных шин 35 кВ, питаемой от сетевоготрансформатора общего назначения 160 МВА, 220-330/35 кВ либо от двух,включенных параллельно, сетевых трансформаторов общего назначения 63 - 80 МВА,110-220 /35 кВ.

6.2.6.3. По мере освоения электропромышленностью специальныхдинамически стойких сетевых трансформаторов 100 МВА последние следует устанавливатьвзамен трансформаторов общего назначения.

6.2.6.4. Учитывая недостаточную надежность сетевыхтрансформаторов общего назначения 160 МВА, допускается осуществлять ихрезервирование путем установки третьего трансформатора 160 МВА при двух печныхагрегатах. При наличии одной ДСП резервирование сетевого трансформатора 160 МВАне выполняется. Также не следует резервировать специальные динамически стойкиесетевые трансформаторы.

6.2.6.5. При двух ДСП с печными трансформаторами мощностьюдо 80 МВА должны рассматриваться возможность и целесообразность параллельнойработы сетевых трансформаторов на стороне 35 кВ.

6.2.6.6. На шинах РУ-35 кВ печной подстанции должноподдерживаться выбором соответствующей отпайки сетевого трансформаторанапряжение холостого хода, равное максимально допустимому напряжению печноготрансформатора. При работе ДСП напряжение на сборных шинах 35 кВ должно быть впределах 38,5-35 кВ.

6.2.6.7. Сетевые трансформаторы 110-330/35 кВ следуетподключать к сетям 110-330 кВ энергосистемы в точках с наибольшими значениямитоков КЗ.

6.3.Сети 6-10 кВ

6.3.1. Электроснабжение предприятий с незначительнойэлектрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены:

центральная распределительная подстанция (ЦРП) илираспределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт;

распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) принагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт.

Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы можетпроизводится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так ипо магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаютсяотдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями.

6.3.2. Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и ПГВявляются по существу основными распределительными подстанциями 6-10 кВпредприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, как правило, единственной распределительнойподстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее получают питаниеэлектроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуетсяпристраивать или встраивать в производственное здание.

При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин.

Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, какправило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы системсборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройствусложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразностьпараллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ.

6.3.4. В случае установки на двухтрансформаторных ГПП, ПГВтрансформаторов с расщепленными обмотками на различные напряжения (6 и 10 кВ)распределительное устройство для каждого из напряжений следует выполнять содной одиночной секционированной выключателем системой шин.

6.3.5. РУ 6-10 кВ однотрансформаторных ГПП, ПГВ следуетвыполнять, как правило, с одной одиночной несекционированной системой шин для трансформаторовс нерасщепленной обмоткой и с одной одиночной секционированной системой шин длятрансформаторов с расщепленной обмоткой.

6.3.6. Вторичные распределительные подстанции РП 6-10 кВ,питающиеся от ГПП, ЦРП, рекомендуется сооружать для удаленных от ГПП, ЦРПпотребителей (компрессорных и насосных станций, производственного корпуса снесколькими ТП 6-10/0,4 кВ). При числе отходящих линий 6-10 кВ менее 8целесообразность сооружения РП должна быть обоснована. Предельная, подключаемаяк РП, нагрузка определяется исходя из пропускной способности выключателя линии,питающей РП. РП 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной секционированнойвыключателем системой шин.

6.3.7. Число ступеней распределения электроэнергии нанапряжении 6-10 кВ не должно для промышленных предприятий быть, как правило,более двух. Рекомендуемые ступени распределения приведены в табл.

Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являются электродвигатели,термические установки, преобразовательные подстанции и установки.

6.3.8. Распределение электроэнергии от ГПП, ЦРП до РП 6-10кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам взависимости от территориального расположения нагрузок, потребляемой мощности,требований надежности, условий окружающей среды. Магистральным схемам следует,как правило, отдавать предпочтение как более экономичным.

Кольцевые магистрали на предприятиях допускается применятьдля питания потребителей III и частично II категории при соответствующемрасположении питаемых ими групп подстанций и при единичной мощноститрансформаторов не более 630 кВА.

6.3.9. Магистральные схемы распределения электроэнергии принапряжении 6-10 кВ рекомендуется осуществлять токопроводами, отличающимисябольшей надежностью по сравнению с линиями, выполненными из большого числапараллельных кабелей. Для энергоемких предприятий могут быть рекомендованыследующие магистральные схемы, выполненные токопроводами 6-10 кВ:

От трансформаторов ГПП по магистралям получают питаниенесколько РП 6-10 кВ;

От шин генераторного напряжения ТЭЦ, собственнойэлектростанции прокладываются магистрали до РП 6-10 кВ, расположенных попромплощадке предприятия. Трасса токопровода в этом случае, в основном,проходит вне площадки.

Для указанных схем распределения следует применять, какправило, двухцепные токопроводы. Применение двух одноцепных токопроводов взамендвухцепного токопровода должно быть обосновано в проекте.

Питание двух РП 6-10 кВ может быть выполнено помагистральной кабельной линии, если этому не препятствует расположение РП изначение электрической нагрузки.

6.3.10. Радиальные схемы распределения электроэнергии принапряжении 6-10 кВ следует применять при нагрузках, расположенных в различныхнаправлениях от источника питания. Эти сети, как правило, следует выполнять кабельнымилиниями.

Радиальным схемам питания секций 6-10 кВ следует отдаватьпредпочтение по сравнению с магистральными схемами при повышенных требованиях кнадежности электроснабжения электроприемников, подключенных к этим секциям (припитании от РП, в основном, электроприемников I категории).

6.3.11. Питание индивидуальных электроприемников 6-10 кВ(двигателей, печей, преобразовательных подстанций и установок и т.п.) следуетвыполнять радиальными кабельными линиями от секций 6-10 кВ подстанции. ПитаниеТП 6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиями как по радиальной, так и помагистральной (к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторовмощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА) схеме. Отказ отмагистральных схем питания ТП должен быть обоснован в проекте.

6.3.12. Для промышленных предприятий могут быть допущенысхемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двух кабельных линий,идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разным двухтрансформаторным ТП. Вэтом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем подвум линиям, отходящим от разных секций источника питания.

6.3.13. При питании специфических (нелинейных,резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следует руководствоватьсяследующими положениями:

6.3.13.3. Указанные в пп. , секции сборных шин 6-10 кВ рекомендуется подключать к разным ветвямрасщепленной обмотки низкого напряжения сетевого трансформатора 110-330/6-10 кВмощностью 25 МВА и более. В случае установки сетевых трансформаторов снерасщепленными обмотками низкого напряжения (16 МВА и менее) указанные секциисборных шин рекомендуется подключать к разным ветвям сдвоенного реактора 6-10кВ, установленного на выводе сетевого трансформатора.

6.3.13.4. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, непитающие указанную в п. нагрузку, и электродвигатели 6-10 кВмогут подключаться к любой ветви расщепленной обмотки сетевого трансформатораили сдвоенного реактора. При наличии синхронных двигателей предпочтительнымявляется их подключение к секции шин, от которой питаются специфичныеэлектроприемники.

6.3.14. При установке сдвоенного реактора на вводе следуетпредусматривать равномерное распределение нагрузки между секциями подстанции.Следует принимать значение тока каждой ветви сдвоенного реактора не менее 0,675номинального тока обмотки трансформатора либо суммарного тока нагрузки,учитывая возможность неравномерности нагрузок, а также изменения нагрузок посекциям в процессе эксплуатации.

6.3.15. Распределительные подстанции следует, как правило,размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не былообратных протоков энергии.

6.3.16. При построении схемы подстанции на стороненапряжения 6-10 кВ следует по возможности избегать применения громоздких идорогих выключателей. С этой целью токопроводы напряжением 6-10 кВ следуетподключать непосредственно к трансформатору через отдельные выключатели.

При отсутствии отбора энергии на напряжении 6-10 кВ помимотокопровода следует применять схему блока "трансформатор-токопровод".

6.3.17. Для промышленных предприятий могут применяться принапряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всехслучаях, когда параметры этих аппаратов достаточны по рабочему ипослеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания.

На отходящих линиях напряжением 6-10 кВ силовыепредохранители следует устанавливать после разъединителя или выключателянагрузки, считая по направлению мощности.

6.3.18. При выборе выключателей 6-10 кВ дляэлектроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитывать заводскиеданные по коммутационному ресурсу выключателей.

6.3.19. При необходимости компенсации емкостных токов всетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющиереакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборнымшинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключениезаземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным косновным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также к трансформаторам,защищенным плавкими вставками. При проектировании установок компенсацииемкостных токов следует учитывать требования действующих указаний .

6.4.Цеховые трансформаторные подстанции

6.4.1. Цеховые ТП, питающие силовые и, как правило,осветительные электроприемники промышленных предприятий, являются основнымиэлектроустановками систем распределения электроэнергии напряжением до 1 кВ.

6.4.2. Цеховые ТП подразделяются по количеству, единичноймощности, схеме соединения обмоток, способу охлаждения трансформаторов, схемераспределительного устройства низшего напряжения, комплектности поставки. Выборцеховых ТП, особенно для энергоемких предприятий со значительной низковольтнойнагрузкой, должен быть в проекте обоснован.

6.4.3.1. Питание электроприемников I категории следуетпредусматривать от двухтрансформаторных и трехтрансформаторных подстанций.Трехтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в тех случаях, когдаимеется возможность примерно равномерно распределить подключаемую нагрузку посекциям распределительного устройства до 1 кВ подстанции.

6.4.3.2. Двухтрансформаторные и трехтрансформаторныеподстанции рекомендуется также применять для питания электроприемников IIкатегории.

6.4.3.3. Двухтрансформаторные и трехтрансформаторныеподстанции могут применяться как при сосредоточенной, так и при распределеннойнагрузке, питаемой по магистральным сетям. При сосредоточенной нагрузкепредпочтение следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям.

6.4.3.4. Питание отдельно стоящих объектов общезаводскогоназначения (насосных, компрессорных станций и т.п.) рекомендуется выполнять отдвухтрансформаторных подстанций.

6.4.3.5. Однотрансформаторные подстанции рекомендуетсяприменять для питания электроприемников III категории, если перерывэлектроснабжения, необходимый для замены поврежденного трансформатора, непревышает 1 суток.

6.4.3.6. Однотрансформаторные подстанции также могут бытьприменены для питания электроприемников II категории, если требуемая степеньрезервирования потребителей обеспечивается кабельными линиями низкогонапряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строятрансформатора не превышает 1 суток.

6.4.3.7. При значительной сосредоточенной нагрузкеэлектроприемников III категории взамен двух однотрансформаторных ТП может бытьустановлена одна двухтрансформаторная ТП без устройства АВР, с полной нагрузкойтрансформаторов в нормальном режиме.

6.4.3.8. При сосредоточенной нагрузке электроприемников IIкатегории значительной мощности может оказаться целесообразным сооружениецеховой ТП, на которой устанавливаются несколько полностью загруженныхтрансформаторов и один резервный трансформатор, способный заменить любой изтрансформаторов группы с помощью трансферной системы шин. Применение подобнойТП целесообразно при количестве полностью загруженных трансформаторов шесть иболее.

6.4.4. Мощность трансформаторов двухтрансформаторных итрехтрансформаторных подстанций следует определять таким образом, чтобы приотключении одного трансформатора было обеспечено питание требующихрезервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочнойспособности трансформаторов.

6.4.5. Соотношения между коэффициентами допустимойперегрузки масляных трансформаторов в послеаварийном режиме, определеннымисогласно ГОСТ 14209-85 , и коэффициентами загрузки трансформаторов внормальном режиме приведены в табл.

6.4.6. Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициентадопустимой перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2.

6.4.7. При значительном количестве устанавливаемых цеховыхТП и рассредоточенной нагрузке следует производить на основаниитехнико-экономического расчета выбор единичной мощности трансформаторов.Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора являютсязатраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и втрансформаторах, затраты на строительную часть ТП. Допускается при определенииединичной мощности трансформатора пользоваться следующими критериями принапряжении питающей сети 0,4 кВ:

при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м**2 - 1000, 1600 кВА;

при плотности нагрузки 0,2 - 0,5 кВА/м**2 - 1600 кВА;

при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м**2 - 2500, 1600 кВА.

В случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточенана отдельных участках цеха, выбор единичной мощности трансформаторов цеховых ТПне следует производить по критерию удельной плотности нагрузки.

6.4.8. Для энергоемких производств, при значительномколичестве цеховых ТП, рекомендуется унифицировать единичные мощноститрансформаторов.

6.4.9. Трансформаторы цеховых ТП мощностью 400 - 2500 кВАвыпускаются со схемами соединения обмоток "звезда-звезда" сдопустимым током нулевого вывода, равным 0,25 номинального тока трансформатора,или "треугольник-звезда" с нулевым выводом, рассчитанным на ток,равный 0,75 номинального тока трансформатора. По условиям надежности действиязащиты от однофазных КЗ в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключениянесимметричных нагрузок предпочтительным является применение трансформаторов сосхемой соединения "треугольник-звезда".

6.4.11. Цеховые двухтрансформаторные ТП могут иметьследующие схемы распределительных устройств низшего напряжения.

6.4.11.1. Одиночная секционированная система сборных шин сфиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции черезавтоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора сучетом его перегрузочной способности. Секционный автоматический выключатель внормальном режиме отключен. На сборных шинах предусмотрено устройство АВР.

6.4.11.2. С двумя, не связанными непосредственно междусобой, секциями сборных шин. Расщепленные выводы каждого трансформатораподключены к разным секциям сборных шин через автоматические выключатели,рассчитанные каждый на выдачу половины мощности трансформатора с учетом егоперегрузочной способности. Два из четырех задействованных автоматическихвыключателя используются для целей резервирования в устройстве АВР.

Такие ТП с трансформаторами мощностью 250, 400, 630 кВАприменяются в городских сетях. В настоящее время ведется разработка подобных ТПмощностью 1000, 1600 и 2500 кВА для промышленных предприятий.

6.4.12. Цеховые однотрансформаторные ТП могут иметьследующие схемы распределительных устройств низкого напряжения.

6.4.12.1. Одиночная несекционированная система сборных шин,подключенная к выводу трансформатора через автоматический выключатель,рассчитанный на выдачу полной мощности трансформатора.

6.4.12.2. С двумя несвязанными секциями сборных шин,подключенных к расщепленному выводу трансформатора через автоматическиевыключатели, каждый из которых рассчитан на выдачу половины полной мощноститрансформатора.

6.4.13. Цеховая трехтрансформаторная подстанция имеетраспределительное устройство низшего напряжения с шестью секциями сборных шин,каждая из которых подключена через автоматический выключатель к расщепленномувыводу трансформатора. Резервирование питания осуществляется тремяавтоматическими выключателями, связывающими между собой секции №№ 2 и 3, 4 и 5,1 и 6.

6.4.14. Любые из перечисленных выше схем распределительныхустройств низшего напряжения цеховых ТП позволяют осуществить схему блока"трансформатор-магистраль".

6.4.15. Цеховые ТП подразделяются на комплектные подстанциизаводского изготовления (КТП) и подстанции, монтируемые на месте строительства(ТП). При проектировании следует отдавать предпочтение КТП, обеспечивающимбольшую надежность и сокращение сроков строительства.

6.4.16. Цеховые ТП и КТП не должны иметь сборные шиныпервичного напряжения. Установка отключающего аппарата перед цеховымтрансформатором при магистральном питании подстанции обязательна. Глухоеприсоединение цехового трансформатора может применяться при радиальном питаниикабельными линиями по схеме блока "линия - трансформатор", заисключением случаев:

питания от пункта, находящегося в ведении другойэксплуатирующей организации;

необходимости установки отключающего аппарата по условиямзащиты.

6.5.Сети до 1 кВ

6.5.1. Электрические сети напряжением до 1 кВ переменноготока на промышленных предприятиях подразделяются на питающие сети до 1 кВ (отцеховых ТП до распределительных устройств до 1 кВ) и распределительные сети до1 кВ (от РУ до 1 кВ до электроприемников).

6.5.2. Питающие силовые сети до 1 кВ прокладываются каквнутри зданий и сооружений, так и вне их.

6.5.3. Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполнятьсякак магистральными, так и радиальными. Выбор вида сети зависит от планировкитехнологического оборудования, требований по бесперебойности электроснабжения,условий окружающей среды, вероятности изменения технологического процесса,вызывающего замену технологического оборудования, размещения цеховых ТП. Каждыйвид прокладки имеет свою предпочтительную область применения.

6.5.4. Магистральные силовые питающие сети рекомендуетсяприменять:

В энергоемких производствах при распределенииэлектроэнергии от трансформаторов 1600 и 2500 кВА;

Для обеспечения определенной независимости электроустановокот технологии и строительной части, что важно при возможных измененияхтехнологического процесса и заменах технологического оборудования, привыполнении проектных и электромонтажных работ в случаях отсутствия полныхисходных данных об устанавливаемом технологическом оборудовании;

При создании модульных сетей для производств с равномернораспределенной нагрузкой по площади цеха.

6.5.5. Для трансформатора мощностью 1000 кВА должнапредусматриваться, как правило, одна магистраль, для трансформаторов мощностью1600 и 2500 кВА - не более двух магистралей. Не следует допускать применениесхем распределения электроэнергии, при которых от одного трансформатора отходятнесколько радиальных магистралей (шинопроводов) с суммарной пропускнойспособностью, намного превышающей номинальную мощность трансформатора.

6.5.6. Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должныприменяться при неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и пожароопасныеустановки, наличие проводящей пыли, химически активная среда), при повышенныхтребованиях по обеспечению бесперебойности питания РУ до 1 кВ.

6.5.7. В тех случаях, когда для конкретного объекта могутбыть применены как магистральные, так и радиальные схемы распределенияэлектроэнергии, выбор вида сети следует производить на основаниитехнико-экономического расчета.

6.5.8. Магистральные питающие силовые сети рекомендуетсявыполнять комплектными магистральными шинопроводами.

6.5.9. Внецеховые питающие силовые сети напряжением до 1 кВследует выполнять, как правило, радиальными кабельными линиями.

6.5.10. При построении питающей сети до 1 кВ в целяхповышения надежности питания рекомендуется руководствоваться следующими общимиположениями.

6.5.10.1. РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центровнагрузок.

6.5.10.2. Питающие сети до 1 кВ должны формироваться такимобразом, чтобы длина распределительной сети до 1 кВ была по возможностиминимальной.

6.5.10.4. Каждый участок или отделение цеха рекомендуетсяпитать от одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как правило,питаться другие участки или отделения цеха. Также желательна привязка цеховыхТП к определенным цехам, если этому не препятствует незначительностьэлектрической нагрузки.

6.5.10.5. При построении питающей сети следует учитыватьуказания о раздельном учете электроэнергии для различных цехов, если это неприводит к значительному удорожанию питающих сетей.

6.5.11. Применение на промышленных предприятиях питающихсиловых сетей постоянного тока общего назначения следует обосновывать впроекте.

6.5.12. Распределительные сети до 1 кВ могут выполнятьсямагистральными или радиальными. Выбор вида сети зависит от планировки игабаритов технологического оборудования, условий среды, особенностей проведенияподъемно-транспортных работ в цехе.

6.5.13. Магистральные распределительные сети до 1 кВрекомендуется выполнять с помощью комплектных распределительных винопроводов.

6.5.14. Радиальные распределительные сети до 1 кВ следуетвыполнять при распределении электроэнергии от распределительных щитов, пунктов,щитов и шкафов станций управления, других видов НКУ.

7.Определение электрических нагрузок и расходов электроэнергии

7.1. Определение электрических нагрузок должно производитьсяпри разработке систем электроснабжения промышленных предприятий на всех стадияхпроектирования (ТЭО, ТЭР, проект, рабочий проект, рабочая документация).

7.2. При предпроектной проработке (схема развития, ТЭО, ТЭР)должна определяться результирующая электрическая нагрузка предприятия,позволяющая решить вопросы его присоединения к сетям энергосистемы. Ожидаемаяэлектрическая нагрузка определяется либо по фактическому электропотреблениюпредприятия-аналога, либо по достоверному значению коэффициента спроса приналичии данных о суммарной установленной мощности электроприемников, либо черезудельные показатели электропотребления.

7.3.1. Выполняется расчет электрических нагрузок напряжениемдо 1 кВ в целом по корпусу (предприятию) в целях выявления общего количества имощности цеховых ТП.

7.3.2. Выполняется расчет электрических нагрузок нанапряжении 6-10 кВ и выше на сборных шинах РП, ГПП, ПГВ.

7.3.3. Определяется расчетная электрическая нагрузкапредприятия в точке балансового разграничения с энергосистемой.

7.4. На стадиях рабочий проект и рабочая документациядополнительно к указанным в п. расчетам следует выполнить расчетэлектрических нагрузок питающих сетей напряжением до 1 кВ и на шинах каждойцеховой ТП. Расчет ведется одновременно с построением питающей сети напряжениемдо 1 кВ. Согласно произведенным расчетам определяются сечения проводниковпитающих сетей напряжением до 1 кВ и выбор защитных аппаратов, уточняютсямощности трансформаторов цеховых ТП.

7.5. Определение электрических нагрузок на стадиях проект,рабочий проект, рабочая документация следует производить согласно разработанноминститутом Тяжпромэлектропроект в 1992 г. указаниям по расчету электрическихнагрузок [,],заменяющим действующие с 1968 г. "Указания по определению электрическихнагрузок в промышленных установках".

Не следует допускать пользование ранее действующимиуказаниями, приводящими к необоснованному завышению как средних, так имаксимальных электрических нагрузок.

7.6. Усовершенствованная методика определения электрическихнагрузок базируется на следующих положениях.

7.6.1. Исходными для расчета данными являютсятаблицы-задания от технологов, сантехников и других смежных подразделений, вкоторых указываются данные электроприемников.

7.6.2. В расчетах используются содержащиеся в существующихсправочных материалах среднестатистические значения коэффициентов использованияКи и коэффициентов реактивной мощности для различных электроприемников.

7.6.3. Приняты следующие постоянные времени нагрева:

для сетей до 1 кВ - 10 мин;

для сетей выше 1 кВ - 30 мин;

для трансформаторов и магистральных шинопроводов - 150 мин.

7.6.4. Значения коэффициентов расчетных нагрузок Кропределены в зависимости от коэффициента использования, эффективного числаэлектроприемников и постоянной времени нагрева.

7.6.5. Значения коэффициентов одновременности Ко дляопределения расчетных нагрузок на шинах 6-10 кВ РП, ГПП определены зависимостиот средневзвешенных коэффициентов использования и числа присоединений 6-10 кВна сборных шинах РП, ГПП.

7.6.6. Фактические значения расчетных нагрузок могутпревышать расчетные с вероятностью не более 0,05.

7.7. Указания не распространяются на определениеэлектрических нагрузок электроприемников с резкопеременными графиками нагрузки(дуговых электропечей, электроприводов прокатных станов, контактной сварки ит.п.), промышленного электрического транспорта, а также электроприемников сизвестным графиком нагрузки.

7.8. При расчетах электрических нагрузок должны бытьопределены отдельно нагрузки электроприемников особой группы I категории инагрузки электроприемников III категории.

7.9. Годовой расход активной и реактивной энергии,потребляемой промышленным предприятием, рекомендуется рассчитывать на основаниирасчетных электрических нагрузок и годового числа часов использования максимумаактивной и реактивной мощности.

7.9.1. Годовой расход активной энергии, потребляемойпредприятием, следует определять по выражению

где Р р - математическоеожидание расчетной активной мощности (нагрузки) на границе балансовогоразграничения с энергосистемой. Допускается принимать =0,9 Р р, где

Т М - годовое число часовиспользования максимума активной мощности, определяемое в зависимости отсменности предприятия. Для 1, 2 и 3-сменных предприятий Т М соответственноследует принимать 1900, 3600 и 5100 ч, для непрерывного производства - 7650 ч.

7.9.2. Годовой расход реактивной энергии, не превышающийэкономическое значение, следует определять по выражению

где Q э - реактивная мощность впределах экономических значений, с учетом устанавливаемых на предприятиисредств КРМ. Значение Q э определяется согласно [, ];

Т MQ э - годовое число часовиспользования потребляемой максимальной реактивной мощности, не превышающейэкономическое значение.

Значение Т MQ э зависит от режима работыпредприятия и напряжения сети энергосистемы, от которой получает питаниепотребитель.

7.9.3. Годовой расход реактивной энергии, превышающийэкономическое значение

где Q пэ - реактивная мощность, потребляемаяиз энергосистемы и превышающая экономическое значение;

Т MQ п - годовое число часовиспользования потребляемой максимальной реактивной мощности, превышающейэкономическое значение.

Значения Q пэ и Т MQ п определяются в соответствии суказаниями по выбору средств КРМ в электрических сетях общего назначения [, ].

8.Расчеты токов КЗ

8.1. В проекте электроснабжения предприятия должны быть приведеныданные расчета токов КЗ, используемые для выбора аппаратов и проводников, длярасчетов релейной защиты и параметров качества электроэнергии.

8.2. Расчеты токов КЗ следует производить исходя из одного развитияпроектируемой системы электроснабжения.

8.3. Методы расчета токов КЗ приведены в следующихстандартах:

ГОСТ 27514-87 - электроустановки переменного токанапряжением свыше 1 кВ;

ГОСТ Р 50270-92 - электроустановки переменного токанапряжением до 1 кВ;

ГОСТ 29176-91 - электроустановки постоянного тока.

Электродинамическое и термическое действия тока КЗрассмотрены в ГОСТ Р 50254-92.

8.4. Для промышленных предприятий определение тоководнофазных КЗ в электроустановках до 1 кВ может производиться, наряду срекомендуемым ГОСТ Р 50270-92 методом симметричных составляющих, методом петлифаза-нуль .

8.5. В зависимости от наличия исходных данных для расчетагод петли фаза-нуль позволяет определять значение тока однофазного короткогозамыкания как по сумме активных и индуктивных сопротивлений в фазной и нулевойцепях, так и по сумме полных сопротивлений (z) всех последовательных участковцепи короткого замыкания.

В первом случае, как и в методе симметричных составляющих,учитываются сопротивления всех элементов цепи короткого замыкания, включаясопротивления трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактныхсоединений и электрической дуги. Точность расчета при этом не отличается отточности метода симметричных составляющих, но для расчета не требуется данныхпо сопротивлениям нулевой последовательности, которые не всегда можно найти дляконкретной схемы.

Во втором случае сопротивления отдельных элементов цепикороткого замыкания и электрической дуги не учитываются, так как арифметическое(вместо геометрического) суммирование полных сопротивлений приводит, какправило, к увеличению общего сопротивления короткозамкнутой цепи и как быкомпенсирует неучет сопротивлений отдельных элементов.

Расчет тока однофазного короткого замыкания по сумме полныхсопротивлений является простым по сравнению с двумя другими методами, нонесколько уступает последним в точности результата.

8.6. При расчете тока трехфазного КЗ в установкахнапряжением до 1 кВ следует учитывать не только индуктивные и активныесопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, но и активные сопротивлениявсех переходных контактов в этой цепи (на шинах, на вводах и выводах аппаратов,разъемные контакты аппаратов и контакт в месте короткого замыкания).

При отсутствии достоверных данных о контактах и ихпереходных сопротивлениях допускается при расчете токов КЗ в сетях, питаемыхтрансформаторами мощностью до 2500 кВА включительно, учитывать их суммарноесопротивление введением в расчет активного сопротивления:

8.6.1. для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТПмощностью до 1000 кВА включительно - 0,015 Ом; для распределительных устройствдо 1 кВ цеховых ТП мощностью 1600 и 2500 кВА значения активных сопротивленийподлежат уточнению;

8.6.2. для первичных цеховых распределительных пунктов, каки на зажимах аппаратов, питаемых радиальными линиями от щитов подстанций илиглавных магистралей, - 0,02 Ом;

8.6.3. для вторичных цеховых распределительных пунктов, каки на зажимах аппаратов, питаемых от первичных распределительных пунктов, -0,025 Ом;

8.6.4. для аппаратуры, установленной непосредственно уэлектроприемников, получающих питание от вторичных распределительных пунктов, -0,03 Ом.

8.7. При проектировании системы электроснабжения промышленногопредприятия, имеющего в своем составе электроприемники, чувствительные кизменениям показателей качества электроэнергии, следует оптимизироватьрасчетное значение тока КЗ с учетом двух факторов:

Обеспечения возможности применения электрических аппаратовоблегченной конструкции и проводников меньших сечений;

Обеспечения поддержания ПКЭ в нормируемых пределах. Внеобходимых случаях расчетное значение тока КЗ должно определятьсятехнико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат на ограничениетоков КЗ и меры по поддержанию ПКЭ в нормируемых пределах. Учитываязначительную стоимость технических средств по поддержанию ПКЭ в нормируемыхпределах, рекомендуется, как правило, указанные промышленные предприятияподключать к точкам сети энергосистемы с наибольшими токами КЗ.

8.8. В качестве средств ограничения токов КЗ на промышленныхпредприятиях могут быть применены:

Токоограничивающие реакторы;

Трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;

Трансформаторы с повышенным значением напряжения короткогозамыкания;

Специальные тиристорные быстродействующиетокоограничивающие устройства типа ТОУ.

8.9. При необходимости ограничения токов КЗ в РП 6-10 кВследует производить установку токоограничивающих реакторов на питающих линияхили устанавливать групповые реакторы на отходящих линиях 6-10 кВ сприсоединением до 4 линий к одному реактору.

Индивидуальное реактирование отходящих линий должно бытьобосновано.

9.Качество электрической энергии

9.1. Для электрических сетей общего назначенияустанавливаются согласно ГОСТ13109 следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):

установившееся отклонение напряжения;

размах изменения напряжения;

доза колебаний напряжения;

коэффициент несинусоидальности;

коэффициент гармонической составляющей;

напряжения нечетного (четного) порядка;

коэффициент обратной последовательности напряжения;

коэффициент нулевой последовательности напряжения;

отклонение частоты.

9.2. Расчетной точкой является точка присоединенияпромышленного предприятия к сети энергоснабжающей организации. Как правило,расчетная точка совпадает с границей балансового разграничения междупотребителем и энергосистемой.

9.3. Энергоснабжающая организация определяет для расчетнойточки согласно "Правилам присоединения потребителя к сети общегоназначения по условиям влияния на качество электроэнергии" значения допустимых расчетных вкладов (ДРВ) потребителя в нормируемые ГОСТ13109 значения ПКЭ.

9.4. При проектировании системы электроснабженияпромышленного предприятия следует предусматривать меры и устройства, обеспечивающиев расчетной точке заданные значения ДРВ и позволяющие осуществить контроль ианализ значений ПКЭ.

9.5. В целях стимулирования потребителя к улучшению качестваэлектрической энергии установлены скидки (надбавки) к тарифу за качествоэлектрической энергии, применяемые при отклонениях от установленных значенийДРВ .

9.6. Улучшение качества электроэнергии достигаетсярациональным построением схем электроснабжения, а также применением принеобходимости специальных технических средств (силовых фильтров, устройствстатической и динамической компенсации и др.).

9.7. При проектировании предприятий со специфическиминагрузками (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) следует учитывать,что устанавливаемые специальные технические средства одновременно обеспечиваютКРМ и поддержание значений ПКЭ. Поэтому при проектировании вопросы качестваэлектроэнергии и компенсации реактивной мощности для предприятий соспецифическими нагрузками следует рассматривать одновременно.

10.2.1. В качестве средств КРМ принимаются батареинизковольтных и высоковольтных конденсаторов напряжением 0,4 кВ и 5-10 кВсоответственно и синхронные электродвигатели 6-10 кВ.

10.2.2. Основными исходными данными для выбора средств КРМявляются расчетные электрические нагрузки предприятия, в том числе на границебалансового разграничения с энергосистемой, и экономические значения реактивноймощности и энергии, задаваемые энергоснабжающей организацией.

10.2.3. Выбор средств КРМ и мощности компенсирующихустройств осуществляется в два этапа: при потреблении реактивной мощности изэнергосистемы в пределах экономического знания и потреблении реактивноймощности из энергосистемы, превышающем экономическое значение.

10.2.4. На первом этапе определяется мощность конденсаторныхбатарей, устанавливаемых в сети до 1 кВ по критерию выбора минимального числацеховых ТП, и определяется экономически целесообразная реактивная мощность,генерируемая синхронными электродвигателями 6-10 кВ. При этом во всех случаяхиспользуется для КРМ без обосновывающих расчетов располагаемая реактивнаямощность синхронных двигателей с номинальной мощностью свыше 2500 кВт ирасполагаемая реактивная мощность синхронных двигателей с частотой вращениясвыше 1000 1/мин независимо от номинальной мощности. Целесообразностьиспользования синхронных электродвигателей с номинальной мощностью до 2500 кВти частотой вращения до 1000 1/мин определяется расчетом. Затем производитсяанализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения. Вслучае, если генерируемая конденсаторными батареями до 1 кВ и синхроннымиэлектродвигателями 6-10 кВ реактивная мощность обеспечивает потреблениереактивной мощности из энергосистемы в пределах экономического значения, выборсредств КРМ считается завершенным. В обратном случае следует выполнить второйэтап расчета.

10.2.5. На втором этапе расчета следует рассмотретьполучение недостающей реактивной мощности из следующих источников:

Дополнительная установка батарей конденсаторов до 1 кВ;

Более полное использование реактивной мощности,генерируемой синхронными двигателями мощностью до 2500 кВт и с частотойвращения до 1000 1/мин (в случае, если располагаемая мощность этой группы синхронныхдвигателей не используется годностью при потреблении реактивной мощности изэнергосистемы, не превышающем экономическое значение);

Установка в узлах нагрузки батарей конденсаторов 6-10 кВ.

Указанные источники сопоставляются между собой и с потреблениемреактивной мощности из энергосистемы, превышающей экономическое значение. Дляпредприятий с непрерывным режимом работы, как правило, целесообразна установкабатарей конденсаторов 6-10 кВ. Для предприятий, работающих в 1, 2 и 3 сменыможет оказаться целесообразным получение недостающей реактивной мощности изэнергосистемы, превышающей экономическое значение.

10.2.6. При выполнении расчетов по выбору средств КРМрекомендуется пользоваться указаниями по проектированию КРМ в сетях общегоназначения [,],разработанными взамен соответствующих указаний 1984 г.

10.2.7. Батареи конденсаторов до 1 кВ могут размещаться вэлектротехнических помещениях или непосредственно в производственныхпомещениях.

Распределение электроэнергии производится магистральнымишинопроводами;

Окружающая среда не содержит проводящей пыли, химическиактивных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным зонам;

Должны быть исключены механические воздействия оттранспортных средств и перемещаемых грузов;

Степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна бытьне менее IP4X по ГОСТ 14255.

10.2.9. При условиях, отличающихся от перечисленных в п. .,батареи конденсаторов до 1 кВ рекомендуется устанавливать в помещениях цеховыхТП. Количество батарей (не более двух на один трансформатор) определяетсямощностью трансформатора и степенью компенсации. Батареи конденсаторов могуттакже размещаться в ЭМП и других электропомещениях.

10.2.10. Батареи конденсаторов 6-10 кВ должны размещаться,как правило, в отдельных (специально для них предназначенных) помещениях, атакже в ЭМП и подстанциях.

10.2.11. Установки батарей конденсаторов до 1 кВ и 6-10 кВдолжны иметь ручное управление для включения или отключения установки в целом илиее части эксплуатационным персоналом.

10.2.12. Установки батарей конденсаторов до 1 кВ должныиметь автоматическое ступенчатое регулирование мощности в функции реактивноймощности, реактивного или полного тока узла нагрузки.

10.2.13. Автоматическое регулирование мощности батареиконденсаторов 6-10 кВ рекомендуется осуществлять при наличии у потребителявыключателей 6-10 кВ, предназначенных для частой коммутации емкостной нагрузки.При их отсутствии регулирование мощности батареи конденсаторов 6-10 кВ производитьне следует.

10.2.14. Синхронные электродвигатели 6-10, реактивнаямощность которых используется для КРМ, должны иметь автоматическоерегулирование возбуждения в функции реактивной мощности узла нагрузки награнице балансового разграничения с энергосистемой.

10.2.15. При значительном количестве установок КРМ следуетпри проектировании рассматривать возможность устройства централизованногоуправления ими с диспетчерского пункта.

10.3. При выборе средств КРМ для электрических сетей соспецифическими нагрузками следует руководствоваться следующими рекомендациями.

10.3.1. В качестве средств КРМ для сетей с нелинейными ирезкопеременными нагрузками помимо средств КРМ, используемых в сетях общегоназначения (конденсаторные батареи до 1 кВ и 6-10 кВ, синхронные двигатели 6-10кВ), могут применяться силовые резонансные CL фильтры и устройства динамическойкомпенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия.

10.3.2. Выбор средств КРМ зависит от значений определяемых врасчетной точке (см. п. ) следующих показателей качестваэлектроэнергии (ПКЭ):

Коэффициента искажения синусоидальности напряжения Ки;

Коэффициента n -й гармонической составляющей напряжения Ки (n);

Размаха изменений напряжения SU;

Дозы фликера Р.

10.3.3. При определении указанных ПКЭ согласно ГОСТ 1309 вцелях исключения принятия решений, неоправданно удорожающих устанавливаемыесредства КРМ, рекомендуется при выполнении расчетов принимать вероятность превышенияпредельно допускаемых значений ПКЭ, равную 0,05.

24. Руководящие указания покатодной защите подземных энергетических сооружений от коррозии. РазработкаНИИПТ, утверждены ГТУ Минэнерго СССР 30.03.84.

Страница 11 из 22

СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

4.1.1. Требования к надежности электроснабжения городских потребителей должны соответствовать требованиям ПУЭ и настоящей Инструкции.

4.1.2. При рассмотрении надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей к соответствующей категории сле-дует, как правило, относить отдельные электроприемники. Допус-кается категорирование надежности электроснабжения для группы электроприемников.

Г р у п п а э л е к т р о п р и е м н и к о в - совокупность электроприемников, характеризующаяся одинаковыми требованиями к надеж-ности электроснабжения, например, электроприемники операцион-ных, родильных отделений и др. В отдельных случаях в качестве группы электроприемников могут рассматриваться потреби-тели в целом, например, водопроводная насосная станция, здание и др.

4.1.3. Требования к надежности электроснабжения электроприем-ника следует относить к ближайшему вводному устройству, к которому электроприемник подключен через коммутационный аппарат.

4.1.4. Электроприемники коммунально-бытовых потребителей, как правило, не имеют в своем составе электроприемников, относящихся согласно ПУЭ к особой группе первой категории. При наличии таких электроприемников в составе городских потребителей их электроснабжение должно выполняться индивидуально с учетом требований п. 4.3.2.

При построении сети требования к надежности электроснабжения отдельных электроприемников более высокой категории недопус-тимо распространять на все остальные электроприемники.

4.1.5. Категорирование электроприемников уникальных зданий и сооружений (крупнейшие театры, цирки, концертные залы, дворцы спорта и др.), зданий центральных правительственных учреждений, а также требования к надежности их электроснабжения допускается определять по местным условиям.

4.1.6. К первой категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства (см. также п.4.1.9).

4.1.7. Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению нормаль-ной деятельности значительного количества городских жителей (см. также п.4.1.9).

4.1.9. Перечень основных электроприемников городских потреби-телей с их категорированием по надежности электроснабжения приведен в приложении 2.

4.1.10. Электроприемники первой категории должны обеспечи-ваться электроэнергией от двух независимых источников и пере-рыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания.

В качестве второго независимого источника питания могут использоваться также автономные источники (аккумуляторные батареи, дизельные электростанции и др.), резервирующие связи по сети 0,38 кВ от ТП, питающихся от других независимых источни-ков питания.

4.1.11. Электроприемники второй категории рекомендуется обеспе-чи-вать электроэнергией от двух независимых взаиморезер-вирующих источников.

Питание электроприемников второй категории допускается предусматривать от однотрансформаторных ТП при наличии централи-зованного резерва трансформаторов и возможности замены повре-дившегося трансформатора за время не более одних суток.

Для электроприемников второй категории допускается резервирование в послеаварийном режиме путем прокладки временных шланговых кабельных связей на напряжении 0,38 кв.

4.1.12. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника питания. Допустимы перерывы на время, необходимое для подачи временного питания, ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более чем на одни сутки.

4.1.13. Требования к надежности электроснабжения промышленных предприятий и предприятий связи, находящихся на территории города, определяются с учетом требований ПУЭ и отраслевых нормативных документов.